低渗透油藏欠注问题原因分析与增注技术

摘 要：低渗透油藏能否保证油田正常高效注水，对油田注水开发效果的影响非常明显。本文围绕低渗透油藏欠注问题与原因分析，重点就采取的增注技术进行了论述，以期为解决低渗透油藏欠注问题提供参考。

关键词：低渗透油藏；欠注；增注

油田注水是保持一定地层压力水平，实现油田稳产、高产及提高采收率的主要手段。能否保证油田正常高效注水，对油田注水开发效果的影响非常明显，尤其对低渗透油藏更是如此。因此，找准低渗透油藏欠注问题及原因，加强增注技术研究与分析，对于促进低渗透油藏一体化治理将起到至关重要的技术支撑作用。

1低渗透油藏欠注问题

低渗透油藏储量较大，水驱效果较差。低渗透油藏水驱效果差，表现为低液量、低含水、低注水量，调整后含水下降，但相同采出程度所对应的实际含水率要高于理论的含水率，相同采出程度所对应的水驱指数要小于理论值，水驱开发效果较差。某区块2016年调整后开发形势变好，由于后期水质问题造成区块注水井欠注，水驱效果变差。

前期研究认识存在一定差距，注水水质不满足油藏需求。低渗透微观孔隙结构与注水适配性研究成果—孔喉大小和分布决定了储层的有效渗流能力，对某区块开展孔隙微观结构研究，指导水质适配，提高注水效果。通过铸体薄片法测定，某区块孔喉半径主要集中在1.1μm～1.6μm范围内，占50.9%左右，要求粒径中值<0.4μm。目前注水井口注入水悬浮物粒径主要集中在0.4μm～1.4μm，平均1.1μm，不满足油藏开发需求。

现有注水井启动压力升高，注水井欠注。某注水站在2009年以前注水水质含油量≤10mg/L、悬浮物含量≤4mg/L、粒径中值≤2.5μm（原B2级），注入水质按“低渗透油田水质标准”执行，为含油量≤5mg/L、悬浮物含量≤1mg/L、粒径中值≤1μm（原A1级）。注水水质的改善在一段时间内改善了注水效果，但注水水质不能满足油藏需求，造成后期地层堵塞，总体上启动压力呈上升趋势，注水量呈下降趋势。

层系井网已完善，需进一步水质升级。某区块分四套层系开发，目前沙三段、沙四段井网均已完善，由于平面存在物性差异，需要进一步提升水质，满足油藏开发需求。

洗井流程不完善效果差，制约注水开发效果。根据《注水井洗井工艺规程》对注水井洗井的要求，包括正洗井和反洗井，现有洗井水回收方式受依托生产设施和环境因素影响大，洗井不及时。在注水井洗井水回收进罐车组方式下，罐车组回收洗井水洗井方式费用高、劳动强度大。

洗井水进集输流程方式影响采油和集油系统正常生产。洗井水回收水进入集输系统后会影响产液量。洗井回水直接进入集油管网，导致油井管线回压升高，加之洗井回水温度（23℃）低于原油凝固点（30℃），加剧了油井管线回压升高，影响了采油和集油系统生产。洗井回水进入集油管网，容易导致原油计量的失准。

2低渗透油藏欠注原因

低渗透油藏分布较广，欠注情况较严重。注水井注入压力高将会加大地层配注系统的负荷，使注水能耗增加，水井欠注导致储层产生应力敏感效应，降低了波及系数和采收率，为提高水驱效率，必须增强注水。要提高这类油藏的注水量不能仅依靠地面设备来实现，因此如何解决低渗透油田降压增注的技术问题，提高低渗透油藏注水量已成为当前亟待研究的重要课题。注水井欠注的直接后果是地层压力下降。地层压力下降进一步引发储层渗透率降低和产能下降。分析低渗透油藏水井欠注的原因可分为内因和外因两部分 ：

内因主要是由于低渗透储层基质渗透性差以及残余油饱和度高。室内研究表明：注入水从油井突破前、水驱压差逐步上升，且水驱残余油阶段水的相对渗透率一般小于0.3。因此在基质渗透率低和残余油的共同作用下，低渗储层吸水能力的70%被抑制。

外因主要是水质问题导致的储层污染，储层污染主要有储层敏感性伤害，水质不配伍导致结垢伤害，水中固体颗粒、原油、细菌等的堵塞伤害。目前低渗透油藏在开发过程中的储层伤害主要是三个方面：注入水不达标，堵塞地层，影响注水；注入水不合格，粘土膨胀，降低吸水能力；含油饱和度高的低渗透油藏，注水压力高。

3低渗透油藏增注相关工艺技术

水井酸化技术。砂岩基质酸化酸岩反应和二次伤害机理研究是优选酸液体系与优化设计的基础 酸液进入地层时，部分是与射孔孔眼和孔喉处的堵塞物（结垢或机杂）反应；另一部分与地层矿物发生反应，快反应矿物长石、粘土矿物、碳酸盐胶结物和慢反应矿物石英在酸液中的反应变化以及生成的二次沉淀物和运移微粒在孔喉中的分布对于酸化设计都是至关重要的。

活性增注技术。表面活性剂是一种在低浓度下能迅速降低表面张力的物质，具有亲水基和亲油基。正是因为它的这种两亲性质，使其能显著的降低界面张力。表面活性剂按照其极性分，可以分为非离子表面活性剂和离子表面活性剂，其中离子型表面活性剂又可以分为阳离子型、阴离子型、两性型表面活性剂。由于地层带负电荷，驱油用表面活性剂一般为阴离子型和非离子型表面活性剂。表面活性剂的非极性链越长，其亲油性越強，表面活性剂的分子结构也会影响表面活性剂在表面的排布，并进一步影响界面张力。

多氢酸复合活性水降压增注工艺。活性水降压增注技术。表面活性剂溶液可使油水界面的张力降低，从而降低亲油油层的毛管阻力，对毛管数的增加以及驱油效率的提高具有促进作用。新研制出的一种双聚醚类活性剂体系可以在较高浓度下通过段塞处理的方式，使油水界张力、表面张力等下降，从而使后续水的驱水相渗透率得到提高，实现降压增注的目的。

分子膜增注工艺技术。在近井地带分子膜能够驱除水膜优先吸附成膜，通过将储层表面变为弱水湿、降低粘附功实现减阻增注，同时分子膜剂具有较高的表面活性，较好的增溶能力，优良的防膨性能，能有效降低油水界面张力，油滴通过吼道时阻力减小，残余油就会更容易被驱替出来，形成流动油，协同作用实现长效降压增注，提高水驱油效果。该工艺应用于水测渗透率小于30×10-3μm2的低渗砂岩储层，注入工艺分连续注入及段塞注入两种，连续注入浓度为0.1%，段塞注入浓度为1%，关井时间为12h。

小阳离子深部缩膨防膨工艺。部分敏感性油藏储层粘土矿物含量较高，遇水发生易发生膨胀、运移，使地层渗透率下降，注水压力上升，注水量减少甚至注不进。这类水井常规酸化后，虽然能够解除近井地带的污染，但由于没有消除因粘土膨胀、运移造成油层伤害的根本因素，初期效果较好，但注水压力上升快，有效期短。为此创新配套了小阳离子深部缩膨防膨技术，延长酸化有效期。缩膨剂是一种化学合成的高分子阳离子化合物，它通过与粘土矿物发生物理化学反应，使粘土晶格改性，使其遇水后不膨胀；已膨胀的粘土晶格，通过化学反应改性后释放出水分子，晶格缩小。并通过多点吸附作用使这些改性的粘土物质与原地层矿物牢固结合，从而避免了粘土矿物遇水膨胀、运移给地层造成的伤害。

作者简介：

鄂敬天（1984-），男，吉林松原人，大学本科，工程师。